平罗2×660MW新建火电工程涉网试验项目招标公告

一、 项目简介

1 .工程概况

1.1 厂址位置与地形地貌

工程厂址位于宁夏回族自治区石嘴山市平罗县红崖子乡境内，东距宁蒙边界约 5km，西距平罗县城约 35km，南距银川市约 80km，北距乌海市约 50km，距黄河 7km，邻近宁夏精细化工基地。地表为荒坡草地，地势较开阔，地势起伏较大， 由西北向东南倾斜，自然标高 1182m～1206m（1956 年黄海高程系统），高差约 24m，自然坡度约 2.5％，可利用场地东西宽约 1.0km，南北长约 1.1km～1.4km。厂址处无拆迁，地表无文物，无压覆矿产，附近无民航及军用机场设施。

1.2 工程气象

平罗地区深居内陆，属于典型大陆性温带干旱季风气候区，气候特征是冬寒冷长，夏热短，春迟秋早。春季升温快，昼夜温差大，风大沙多，蒸发强烈，空气干燥，早春忽冷忽热，伴随春霜。夏季盛行东南风，日照长，天气炎热，太阳

辐射强烈，降雨频繁且多以雷雨形式出现，时有冰雹。秋季气温下降快，降水减少，天气晴朗，秋高气爽，个别年份会因冷热气团相持秋雨稍多。冬季降雪稀少， 天气严寒，气温低，蒸发小，日照短。

厂址气象资料采用陶乐镇气象站数据资料。根据陶乐气象站近 30 年观测资料，厂址平均气压 891.9 hPa，平均气温 8.6℃，极端最高气温 39.0℃，极端最低气温-30.3℃，年平均降水量 166.9 mm，最大风速统 19.3 m/s，最大冻土深度

99 cm，最大积雪深度 7 cm。

1.3 工程水文

厂址地下水类型为潜水，地下水埋深大于 25.0m。厂址距离黄河较远（约 7 公里）且地面标高高出黄河百年一遇水位 40m，不会受到黄河洪水的影响。厂址的东南方向有冲沟正对，经计算冲沟百年一遇洪水洪峰流量为 6.1 m3/s，采取截洪导流措施。

1.4 工程地质

厂址为Ⅱ类建筑场地，地震动峰值加速度为 0.21g，相应的地区地震基本烈度为 8 度，特征周期为 0.45s。

厂址上部地层主要为第四系全新统风积、冲洪积形成的黄土状粉土和粉细砂，下覆第三系泥岩、砾岩，黄土状粉土和粉细砂多分布在坡地中下部，冲沟中常见基岩露头。

1.5 交通运输

平罗县交通极为便利，京藏高速、石中高速、109 国道、110 国道及 203 省道、301 省道贯通县境，道路四通八达，运输便捷。总长 215km 的 11 条县级公路纵横交错，形成了县乡、村三级畅通的道路。厂区距 203 省道约 5km，紧邻红陶公路，西靠精细大道规划延伸线，南临规划的基地迎宾大道。

2. 各专业及系统简介

2.1 厂区、主厂房布置

厂区纵轴线平行于红陶公路规划。汽机房朝西，固定端朝北。厂区采用三列式布置格局，自西向东依次布置 750kV 配电装置-主厂房及脱硫-条形储煤场。扩建端上煤。

综合考虑厂区现有条件、厂界、通道、管廊以及地形条件等。

a、主厂房区：主厂房（对应于主厂房方案一）采用单排架、前煤仓方案，

汽机房长度为 153.40m。汽机房跨度 30m，A 排到烟囱中心线 229.19m。渣仓分别布置在锅炉房的两侧。将空压机布置在引风机零米，机组排水槽布置于两炉之间。

b、脱硫设施区：烟气脱硫采用石灰石－石膏湿法技术，脱硫吸收塔等脱硫主体设施布置于烟囱两侧，脱硫综合楼布置在煤场与烟囱之间。

c、电气建构筑物区：750kV 配电装置采用户外中型敞开式布置，出线两回。主变、厂变就近布置在 A 排外，主变压器至配电装置架空进线。

d、水工设施区：本期间冷塔采用两机一塔方案，间冷塔布置在主厂房的北侧。复合型蒸发式冷却塔和喷淋水泵房位于冷却塔西侧偏南位置。污、废水处理站、避沙峰水池提升泵房及雨水泵房布置在冷却塔西侧偏北位置；综合水泵房房、工业及消防水池与化学除盐水箱一起规划布置在化水区域。

e、输煤设施区域：厂内设一座条形封闭煤场，储煤天数 15 天。汽车卸煤沟布置在煤场东侧，汽车衡及采样装置布置与厂区东北角，汽车卸煤沟北侧。燃煤通过汽车卸煤沟卸煤后，再经输煤栈桥、转运站、碎煤机室、进入煤仓间。

f、化水区：锅炉补给水车间布置在厂区固定端升压站北侧位置，液氨及储氢站布置在煤场西北侧。

g、灰库布置在烟囱东南位置。

h、厂前建筑区：厂前建筑布置在厂区西北角，方便进厂。

i、其他辅助附属设施：启动锅炉房布置于煤场北侧。本工程锅炉采用等离子点火，取消燃油库区。材料库，检修间在厂前布置。

j、出入口设置

电厂厂区共有三个出入口，一个为厂前区主入口，位于厂区西侧；另一个出入口为运输燃煤等货物，位于厂区东北角。其次为运灰出入口，位于厂区东南角， 货物与人流分开，有利于运输组织及环境维护。

2.2 汽机专业

2.2.1 主机设备

（1） 汽轮机

制造厂：上海汽轮机厂机组性能规范如下：

（2） 汽轮发电机

主变压器

按照《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660-2011 中规定，主变压器的容量按发

电机的最大连续容量扣除不能被高压厂用起动/备用变压器替代的高压厂用工作变

压器计算负荷后进行选择。

主变压器容量选定 750MVA/800KV。本工程主变压器的型式采用三相一体结构式主变压器。

2.2.2 主要辅机设备选型

2.2.2.1 给水泵汽轮机

汽动给水泵汽轮机为单缸、凝汽式、双进汽自动切换、下排汽。汽轮机功率（额定/设计）：26750/31000kW

汽轮机调速范围：2800～6000r/min

2.2.2.2 汽动给水泵

每台机组设置 1 台 100%容量的汽动给水泵，汽泵前置泵与主泵分开布置。

2.2.2.3 除 氧 器 采用内置式除氧器

主要技术参数如下：

额定出力为：2050t/h（暂定） 出水含氧量：小于 55μg/L

水箱有效容积：180m3

2.2.2.4 凝汽器

凝汽器为双流程单背压表面式、单壳体、横向布置。

2.2.2.5 机械真空泵

每台机组选用 2 台水环式机械真空泵。正常运行 1 台运行，1 台备用。

2.2.2.6 凝结水泵

每台机组设置 2×100%电动凝结水泵。

凝结水泵主要规范： 型式：立式筒袋泵 流量：1600m3/h

扬 程 ： 355mH2O 电机功率：2000kW

2.2.2.7 循环水泵

一台机组的表凝式间接空冷系统配置三台循环水泵，循环水泵采用卧式离心水泵，循环水泵房布置在冷却塔附近。

每台水泵的主要参数为：

一机三泵高速并联运行时，单泵工况点：Q=5.7m3/s，H=23m，N=1700kW； 一机两泵高速并联运行时，单泵工况点：Q=6.4m3/s，H=15.5m, N=1700kW 一机两泵低速并联运行时，单泵工况点：Q=5.11m3/s，H=16.2m, N=1120kW

2.2.3 热力系统及其辅助设备

本期工程热力系统中除辅助蒸汽系统、邻炉加热系统为母管制外，其它系统均采用单元制系统。

2.2.3.1 主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统

主蒸汽系统：主蒸汽管道从过热器出口集箱接出两根，分别接入汽轮机左右侧的两个主汽门。

再热蒸汽系统：再热冷段管道由高压缸排汽口以单管接出，在锅炉前分为两路进入锅炉再热器入口联箱。再热热段管道，由锅炉再热器出口联箱双管接出， 合并成单管后直至汽轮机前分为两路接入汽轮机左右侧再热联合汽门。

汽机旁路蒸汽系统：采用 40%BMCR 高、低压两级串联启动旁路系统。

2.2.3.2 抽汽系统

汽轮机具有八级非调整抽汽。一、二、三级抽汽分别向三级 100%容量高压加热器供汽。冷段还作为辅助蒸汽系统、给水泵汽轮机的备用汽源。四级抽汽除供除氧器外，还向给水泵汽轮机供汽，并作为辅助蒸汽系统的正常汽源。五、六、七、八级抽汽分别向四台低压加热器供汽。

为防止汽轮机超速和进水，除布置在凝汽器内的七、八级抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀。

2 号高压加热器抽汽管道上设计有邻机冷段来的启动加热蒸汽，用于锅炉启

动阶段不点火对锅炉进行热态（190℃以上）冲洗。

2.2.3.3 辅助蒸汽系统

本期工程辅助蒸汽系统为母管制的公用蒸汽系统，该系统每台机设一根0.5～1.2MPa（a）的中压辅汽联箱。其中两台机组的辅汽联箱通过母管连接，之间设隔离门，以便实现各机之间的辅汽互用。

本系统正常汽源来自汽机四级抽汽，备用汽源来自汽轮机高压缸排汽（即二级抽汽），启动汽源来自于电厂启动锅炉来汽。

辅助蒸汽系统供空气预热器吹灰用汽（机组启动期间）、除氧器启动加热用汽、小汽机调试及机组启动期间用汽、汽机轴封等用汽。辅汽联箱容量满足一台机组满负荷运行，另一台机组启动用汽的需要。

2.2.3.4 给水系统

本系统设置 1x100%汽动给水泵，排汽进入大机表凝式凝汽器，与主机采用同一个冷却水系统。不设置电动启动给水泵组。对于本工程，第一台机组启动采用启动锅炉来汽，汽量可满足本工程第一台机组启动要求。

设置 3 号高加外置式蒸汽冷却器。3 号高加外置式蒸汽冷却器布置在 1 号高

压加热器后，给水系统采用大旁路系统，在 3 号高加入口设有电动三通阀，外置式蒸汽冷却器出口设有电动闸阀，给水泵出口的电动闸阀设有不小于满足启动要求容量的启动旁路，在旁路管道上装有控制阀。

2.2.3.5 凝结水系统

凝结水系统设两台 100%容量的立式变频调速凝结水泵（配置 1 台变频器， 一拖二）。

四台低压加热器，一台轴封冷却器，一台内置式除氧器，凝结水精处理采用中压系统。分别设置 7、8 号低压加热器和 5、6 号低压加热器的旁路管道。凝结水主管路上不设除氧器水位调节阀，由凝结水泵变频调节控制除氧器水位，设置100%容量除氧器水位调节阀旁路，作为启动期间、低负荷及凝结水泵变频器故障时调节手段。

轴封冷却器出口凝结水管道上设有最小流量再循环系统至凝汽器。最小流量再循环取凝泵和轴封冷却器要求的最小流量较大者。以冷却机组启动及低负荷时轴封漏汽和门杆漏汽，满足凝结水泵低负荷运行的要求。

低温省煤器采用凝结水作为冷却介质，经过低温省煤器的凝结水流量为全容

量凝结水总流量。即低温省煤器在凝结水系统中采用串联模式，从 8 号低加出口

的凝结水至低温省煤器，被加热后回到 7 号低加入口，该系统不需设置低温省煤器凝结水升压泵，另低温省煤器因端差大故所需换热面积小。

取消凝结水贮水箱，和化水除盐水箱合并，同时凝结水输送泵和凝结水补充泵也布置在化水车间。机组启动时由凝结水输送泵给系统充水，当机组正常运行时，通过凝结水补充泵向凝汽器补水。在凝汽器补水管道上设有水位控制阀，用以调节热井水位。

2.2.3.6 主厂房辅机冷却水系统

辅机冷却水系统为所有需要冷却水的辅机供水。冷却水自供水辅机冷却水供水管和主机循环水管来，经设备吸热后排至供水辅机冷却水回水管或者循环水回水管。辅机冷却水采用复合蒸发冷却系统。

本系统由两台辅机循环冷却水泵、一台 10m³辅机闭式循环冷却水膨胀水箱及向各冷却设备提供冷却水的供水管道、关断阀、控制阀等组成。

系统优化：当主机间冷凝汽器循环水的供水管温度小于 38℃时，辅机冷却水系统的冷却水来自主机间冷凝汽器循环水的供水管，主机循环水通过辅机循环冷却水泵至各用冷却水用户。辅机冷却水回水排至主机间冷凝汽器循环水的排水管。此时机复合蒸发冷却系统解列，可减少投运设备，降低了运行厂用电率。

2.2.3.7 凝汽器抽真空及有关管道系统

凝汽器颈部设有给水泵汽轮机排汽接口和低压旁路接口。凝汽器接有真空破坏阀，在机组出现紧急事故危及机组安全时，以达到破坏真空的需要。

本期工程主机为单排汽，设置一台单壳体的凝汽器设备。抽真空系统设置两台 100%容量的水环式机械真空泵。正常运行时，一台运行，一台备用。机组启动时，两台真空泵同时投入运行，以加快抽真空过程。

2.3 锅炉专业

2.3.1 主机设备

锅炉为高效超超临界参数变压直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、四角切圆燃烧、紧身封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。

制造厂：哈尔滨锅炉厂有限公司锅炉容量和主要参数:

2.3.2 主要辅机设备选型

2.3.2.1 给煤机

每台炉配六台电子称重式给煤机，每台磨煤机配一台，出力 7～70t/h，满足磨煤机连续满负荷运行的要求。

2.3.2.2 磨煤机

选用中速磨冷一次风机正压直吹式制粉系统，采用 6 台中速磨煤机，燃用设计煤种时，5 台运行，1 台备用。燃用校核煤种时，6 台运行。要求锅炉燃用设计煤种煤粉细度 R90=18.65%，校核煤种 1 煤粉细度 R90=19.32 %，校核煤种 2 煤粉细度 R90=19.26 %，采用动态分离器 n 值≥1.2。

2.3.2.3 一次风机

每台炉配 1 台 100%容量动叶可调轴流式一次风机；

2.3.2.4 送风机

每台炉配 1 台 100%容量动叶可调轴流式送风机；

2.3.2.5 引风机

引风机与脱硫增压风机合并设置，设二台 50%容量的动叶可调轴流风机，采用电动机驱动。

2.3.2.6 空气预热器

每台锅炉配备一台采用三分仓式回转式空气预热器。空气预热器主轴垂直布置，烟气和空气以逆流方式换热。

2.3.2.7 布袋除尘器

型式：干式、卧式、布袋除尘器数量：每台炉配一套除尘器；

2.3.2.8 风冷干式排渣机

每炉设一套风冷式钢带排渣机，包括渣斗、排渣装置及关断门、排渣机、碎渣机、斗式提升机、渣库及附属设备、渣库卸料设备、渣库仓顶设备等设施。

2.4.3 热力系统及其辅助设备

本期工程热力系统中除辅助蒸汽系统、邻炉加热系统为母管制外，其它系统均采用单元制系统。

2.4.3.1 锅炉疏水、排污、放气系统

本系统包括锅炉启动疏水系统，锅炉本体放水管路、疏水控制阀排污管路、吹灰系统疏水管路。该系统设有一台 75 m3 的扩容器、一台 45 m3 的疏水箱和两台疏水泵。

在锅炉启动和低负荷运行时，汽水经分离器进行分离，蒸汽进入过热器， 水进入储水罐内由启动系统管路回收、循环。本期工程采用不带再循环泵的系统， 锅炉启动全部疏水经液位调节阀和疏水扩容器扩容扩容后送入凝汽器。启动系统的设置可确保炉膛水冷壁安全所需的最小给水量。锅炉再循环运行结束后，在25%BMCR 负荷左右切换到直流运行状态。

锅炉疏水扩容器还接收除氧器溢放水、有压放水以及辅汽的不合格疏水等。锅炉疏水扩容器的排水至疏水箱，水质合格时，经泵回收至凝汽器，水质不合格时，排至机组排水槽。

2.4.3.2 燃烧制粉系统及其辅助设备

本工程采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统。

本工程采用双层等离子点火装置点火及稳燃，取消燃油油系统。等离子点火设施随锅炉厂供货。

每台锅炉配 6 台中速磨，BMCR 工况下燃用设计煤种时，5 台磨煤机运行， 1 台备用。每台磨煤机引出四根煤粉管道，至锅炉前或后墙连接到锅炉燃烧器上， 根据锅炉负荷的变化可以停用任何一台磨煤机和对应的燃烧器。

磨煤机密封系统采用每台锅炉配2 台离心式增压密封风机，其中1 台运行， 1 台备用。密封风机取风来自一次风机出口。

每台锅炉配 6 台电子称重式给煤机，与磨煤机相对应。

制粉系统的防爆标准采用美国标准 NFPA，从给煤机到磨煤机出口的所有要求承受内压的部件均按承受 0.35MPa（g）的内部爆炸压力设计。

2.4 电气专业

2.4.1 本期工程 2 台 660MW 机组以发电机变压器组单元接线方式接入 750kV 母线，主变压器容量为 750MVA。本期机组暂按两回 750kV 线路送出，750kV 配电装置采用一倍半接线，母线装设高压电抗器。750kV 配电装置采用户外中型敞开式布置。发电机出口不装设断路器（GCB），发电机引出线采用全连式离相封闭母线。

2.4.2 本期 2 台 660MW 机组设 1 台起动/备用变压器，起动/备用电源按照从220kV 永乐变 110kV 间隔引接设计。

2.4.3 本工程主变压器采用强油循环风冷低损耗无载调压双卷变压器， 750MVA、800kV 三相一体主变压器。厂用高压变压器采用三相自然油循环风冷低损耗，容量为 57/33-33MVA。本工程不设单独的脱硫 6kV 段，脱硫系统的 6kV 电动机和脱硫低压干式变直接由各机组 6kV 工作段引接电源。本工程输煤系统设置2 段 6kV 输煤段，分别由厂用高压工作变压器低压侧 6kV 母线供电。6kV 输煤段负责向输煤系统的高压电机供电。

2.5 热控专业

2.5.1 热工控制系统及布置

2.5.1.1 本工程采用炉、机、电、网及辅助车间和电气系统采用集中控制方式，集中控制室两机合用。除设置输煤、脱硫控制室（考虑脱硫特许经营）外， 不再单独设 NCS 及辅助车间控制室。为调试方便，设置精处理、除灰等监视点。

2.5.1.2. 单元机组的控制系统采用分散控制系统 DCS，顺序控制控制水平按机组级设计，模拟量控制全程或程序投入并实现机组自启停（APS）。DCS 分散控制系统功能包括、DAS、MCS、SCS、FSSS。汽机旁路控制、吹灰系统、脱硝 SCR 区控制、循环水泵房设备、除渣系统纳入机组 DCS 监视与控制。空压机站设备和厂用电的公用部分纳入 DCS 公用部分控制。在循环水泵区域设置 DCS 一体化远程I/O，在温度测点相对集中的区域（如：锅炉炉顶过热器、再热器壁温；发电机定子铁芯与线圈温度等） 设置智能前端远程 I/O 设备。锅炉保护系统满足GB/T20438、GB/T21109 标准；

2.5.1.3. 全厂设备采用现场总线。设置总线设备管理系统，实现对现场总

线设备进行管理和故障诊断的功能。

机组主系统采用现场总线的范围：除部分重要调节系统和主保护系统外， 都采用现场总线。

辅助车间采用现场总线的范围：所有辅助系统。

2.5.1.4. 汽机监视系统（TSI）、给水泵汽机监视系统（MTSI）采用进口产品，随主辅机成套提供；

2.5.1.5. 汽机紧急跳闸系统（ETS）随汽轮机供货商成套设计和供货，满足GB/T20438、GB/T21109 标准，采用与 DCS 相同的硬件，方便与 DCS 系统实现一体化监控；

2.5.1.6. 汽机电液控制系统（DEH）随汽轮机供货商成套设计和供货，采用DCS 相同硬件，设专门的冗余控制器，与 DCS 系统实现一体化监控；

2.5.1.7. 汽机振动检测和故障分析系统（TDM）两机合设一套、锅炉炉管泄漏监测系统每台炉一套，通过数据通讯的方式与机组 DCS 系统连接，并接入 SIS 系统，便于运行人员监视；

2.5.1.8. 每台单元机组设 2～3 名运行人员，在少量就地人员的巡回检查和配合下，实现以 LCD/键盘和大屏幕液晶为中心的集中监视和控制；在运行人员少量干预下自动完成机组启动、停止、正常运行的监控和异常工况处理；

2.5.1.9. 集中控制室内，设置独立于 DCS 的后备硬手操，用于 DCS 发生全局性或重大故障时确保机组紧急安全停机；

2.5.1.10. 设置全厂闭路电视系统，对监视区域实时摄像，并连成网络，在控制室进行监视。单元机组按 210 点（不含输煤）设计，并将视频监视系统与电厂管理信息系统（MIS）联网。

2.5.1.11. 设置门禁管理系统，其应用范围主要包括电子设备间、配电间、工程师室，无人值班的辅助车间，重要办公室、机房、试验室和出入口等，系统点数按 100 点设计，实现各出入口的自动管理。

2.5.1.12. 设置仿真机系统。

2.5.2 全厂监控信息系统

本工程设置厂级监控信息系统SIS 和管理信息系统MIS。SIS 应按统一规划、分步实施的原则设计；MIS 系统应符合大唐集团公司信息系统总体规划的要求。本工程 MIS 系统包括基建 MIS 和生产 MIS 两部分， MIS 系统网络布线应统一规

划、敷设，根据永临结合的原则兼顾电厂建设期对信息传输的需要；基建 MIS 采用中国大唐集团统一部署采用的系统新建。

2.5.3 辅助车间控制系统

2.5.3.1. 辅助车间采用同主机一致的 DCS 系统，建立工程辅助控制系统网络，实现对锅炉补给水处理、凝结水精处理、汽水取样、化学加药、工业废水处理、综合水泵房、供氢站、除灰等系统的控制，操作员站设在集中控制室内配置监控站，控制系统可进行集中控制室/就地控制室控制方式的选择，各辅助系统原则上按就地无人值班考虑；

2.5.3.2. 脱硫系统通过远程控制站的方式纳入机组 DCS，在脱硫综合楼设置就地操作员站/工程师站等设备，可根据需要实现集控室集中监控和就地独立运行两种运行方式。脱硝系统反应区的控制纳入机组 DCS。

2.5.4 热工自动化试验室

本工程配备热工实验室（不承担检修任务）。

二、招标范围、计划工期

2.1 招标范围：见合同附件：试验范围及工作内容。

2.2 计划工期：2020 年 08 月 01 日-2020 年 12 月 31 日，以两台机组通过 168小时满负荷试运，并完成达标投产验收为准。

三、资质、资信、业绩及其他要求

投标人应具有圆满履行合同的能力，并同时满足以下资质要求：

（1） 投标人必须具有中华人民共和国独立法人资格，具有独立承担民事责任能力，有固定的工作场所和长期稳定经验丰富的服务团队；

（2） 投标人须具备中国电力建设企业协会颁发的电源工程类甲级及以上调试资质；

（3） 投标人须具备中国电力建设企业协会颁发的电网工程类甲级及以上调试资质；

（4） 投标人须具备国家能源局颁发的承装（修、试）电力设施许可证一级资质；

（5） 投标人近五年至少有 3 例 600MW 等级火电机组涉网试验项目成功案例并提供相关证明材料；

（6） 投标人经营状况良好，没有处于被责令停业、财产被接管、冻结、破